油藏见水特征分析及治理对策研究

2017-10-10 06:40许黎明王舟洋刘学文李雁峰张智勇

石油化工应用 2017年9期

关键词：底水采出程度油水

许黎明，王舟洋，刘学文，李雁峰，张智勇

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

油藏见水特征分析及治理对策研究

许黎明，王舟洋，刘学文，李雁峰，张智勇

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

本文研究了L42-15～L54-11侏罗系边底水油藏的见水特征，得出采出程度与含水分布呈正相关性，整体含水率曲线呈凹型上升；依据油井见水后生产时间与含水上升形态，将单井含水率变化分为3类，分别为含水缓慢上升型、宽波动式上升型、快速上升型。总结了5种见水受控因素，其中，局部采液强度过大、平面水驱不均、采出程度加大是油井见水的主控因素。针对油藏开发的矛盾，提出了4类治理意见，首先要精细注采调控，合理注水强度、注采比、采液强度以及生产压差；对于裂缝性见水且底水能量较强时，可采取打软隔板堵水，抑制底水上升速度；对已处于高含水期且有潜力层的油井实施补孔挖潜；对初期采液强度过大导致含水快速上升至90%以上的井，可实施封层挖潜，使水锥回落后调小参数生产。

底水油藏；含水上升规律；底水锥进；含水率

1 见水特征分析

1.1 地质特征

构造特征：姬塬油田刘峁塬区域Y9顶面构造自北向南发育多排状鼻隆构造，这些排状鼻隆构造与条带状砂体配合，形成了延安组的构造～岩性圈闭。

沉积特征：L42-15～L54-11 Y9油藏为三角洲平原亚相的分流河道沉积，砂体呈北西-南东向条带状展布，砂体宽0.5 km～1.5 km，砂层厚度5 m～15 m。

1.2 整体见水特征

根据油田大量的生产资料统计，含水上升规律一般分为3种基本模式：凸型、S型、凹型。凸型：开采特征为无水采油期短，油井见水早，早期含水上升快，晚期含水上升慢，高含水期是主要的采油期，开发效益相对较差；凹型：开发特征为无水采油期长，油井见水晚，早期含水上升慢，晚期含水上升快，大部分可采储量在低含水期采出，开发效益较好；S型，介于凹型和凸型之间，曲线越凸，开发效果越差，曲线越凹，开发效果越好[1]。

含水率与采出程度之间的关系，凸型曲线模型可表征为：

凹型曲线模型可表征为：

S型曲线模型可表征为：

刘峁塬侏罗系油藏单井含水率与采出程度的散点图（见图1、图 2）表明，L42-15～L54-11 呈凹型，无水采油期较长，早期含水上升缓慢，晚期含水上升快，开发效益较好。

L42-15～L54-11油藏有70%的油井未经压裂改造，以孔隙渗流为主，随着采出程度的加大，见水井平面分布由边部趋向于采出程度高的中高产区。

1.3 单井见水特征

依据油井见水后生产时间与含水变化形态，把单井含水率变化划分4种基本类型：缓慢上升型、宽波动式上升型、含水快速式上升、投产即高含水型；产生这种现象的原因，与油水层接触关系、不同的油水分布模式密切相关。

图1 L42-15～L54-11含水率与采出程度关系曲线

1.3.1 缓慢上升型该类井有较长的低含水生产期：（1）油水层之间存在较厚的隔夹层，在油井生产过程中，致密层的存在能够对水锥的快速形成起到一定的阻隔作用，抑制油井的含水上升速度；（2）地层堵塞，两项渗透率发生改变，含水逐步上升。

1.3.2 宽波动式含水上升型特征：该类井油水层之间存在很薄的夹层，或后期调参控液生产，容易造成油井含水曲线“升-降-升”的变化形态[2]；统计表明，控液有效期较短（2～6个月）。在油井含水生产的过程中，往往在井底附近形成一个山峰状水锥。如L58-9上提泵挂、P46-471下调冲程后，含水上升趋势得到抑制。

图2 含水率与采出程度散点图

1.3.3 含水快速式上升型特征：这类井见水后，含水快速上升至80%以上，甚至暴性水淹：（1）储集体通过天然裂缝或人工压裂裂缝与下部水体连通，随着生产进行，油井周围地层压力减小，底水沿着裂缝快速窜入井底（水体为线性窜进），如P45-451压裂后形成暴性水淹；（2）射孔底端靠近油水界面，生产初期产量过高，导致井底压差过大，底水锥进，油井含水快速上升；（3）见注入水（注采井间形成优势通道），如P32-36见注入水后含水迅速上升至100%。通过数值模拟建立理论模型，模拟存在裂缝和射孔段靠近原始油水界面这两种情况下，含水上升过程（见图3、图4）。

图3 存在裂缝时含水上升过程模拟

图4 射孔段靠近原始油水界面时含水上升过程模拟

2 见水受控因素分析

2.1 局部采液强度过大，底水锥进

生产压差对底水锥进影响很大，只有控制合理的生产压差，才能实现对底水锥进的控制，通过地面控制（调整抽油机的冲程冲次）和井下控制（调整泵挂、泵径）来控制生产压差，从而影响底水锥进速度，实际生产中应用最多的是控制单井的采液强度[3]。

图5 L42-15单元采液强度与含水上升率图

图6 L54-11单元采液强度与含水上升率图

由含水上升速度与采液强度关系（见图5、图6），若含水上升率保持在2.0%以内，L42-15单元合理采液强度0.68 m3/（d·m），L54-11单元合理采液强度0.65 m3/（d·m）。L42-15～L54-11区目前采液强度分布（见图7）。

图7 L42-15～L54-11区采液强度分布图

2.2 平面水驱不均，注入水沿高渗透带突进

L42-15～L54-11 Y9油藏储层平面非均质性较强，平面水驱特征复杂，受渗透率级差的影响，在层内形成局部相对高渗，导致注入水沿高渗透带单向突进，油井见水或水淹，降低驱油效率[3]。P32-37井组存在水驱优势方向，注入水单向突进造成P32-37、P33-37水淹。

2.3 受重力和正韵律沉积影响，注入水易底部窜进

油层中注入水只驱替到注水井附近区域，大部分向下流动，注入到底水区，增加了底水能量，导致油水层压差增大，底水锥进；注入水向底水层窜进示意图（见图8），P42-44历年生产动态数据显示含水上升，含盐无明显变化，对应注水井为低部位注水。

图8 注入水向底水层窜进示意图

2.4 采出程度增加，含水上升速度加快

L42-15～L54-11 油藏规模小（地质储量 64×104t），当采出程度大于15%，含水上升风险大,目前该区有见水风险的井6口。采出程度和含水分布两者存在对应关系，采出程度高的区域，含水相对较高。

2.5 地层堵塞

地层堵塞特征：液量下降，含水上升，液面下降，单井产能损失较大；如P33-36井，注水见效后，产量上升，随着生产时间的延长，堵塞特征越来越明显。

地层堵塞机理：两项渗透率发生变化，采液采油指数下降。

3 见水井治理对策

3.1 精细注采调控

3.1.1 合理注水强度、注采比目前Y9油藏共5口注水井，按照“一井一对策”优化注水强度、注采比[4]。2016年对L42-15单元的2口注水井（P41-43、P43-45）下调配注由15 m3下降到10 m3，目前注采比分别为2.3、0.7，对应油井含水稳定，日增油0.37 t（见表1）。

2016年 5月，P53-51、L54-11对应油井含水上升，8月将L54-11配注由13 m3下降到10 m3，P53-51配注由18 m3下降到0 m3再提升到10 m3，井组含水由49.4%下降到41.6%，日增油0.8 t，目前注采比分别为 1.06、0.91。

3.1.2 合理采液强度根据采出程度和含水上升的关系，确定采出程度在大于15%时含水上升速度变快，为控制含水上升，共下调参数4井次，采油速度由9.4%下降到6.9%，采液强度由0.97 m3/（d·m）下降到0.72 m3/（d·m），综合含水由22.2%下降到14.2%，目前含水稳定，调参效果（见表2）。

3.1.3 合理生产压差在低含水期，控制生产压差，可以有效降低底水锥进速度，最大程度延长低含水采油期；L42-15～L54-11 Y9油藏流动压力在5.6MPa左右时，油层比采油指数较高。各单元采油指数与流动压力关系（见图9、图10）。2016年实施上体泵挂井2口，日增油2.9 t，累计增油310.8 t。上体泵挂前后生产状况（见表 3）。

表1 2016年L42-15单元注采调整

表2 2016年调参井效果跟踪表

表3 2016年上体泵挂井效果跟踪表

图9 L42-15单元采油指数与流动压力关系图

图10 L54-11单元采油指数与流动压力关系图

3.2 打化学软隔板

根据自然隔夹层能防止底水锥进的原理，可以在略高于油水界面的位置，通过注入高分子化学堵剂来制造“人工夹层”，其不渗透性会使水锥形态改变，使底水突破时间延长。

借用吴起侏罗系吴314-32井（压裂后油井水淹）堵水经验，可对P45-451采用“段塞式挤注强凝胶堵剂化学堵底水”工艺，使用聚丙烯酰胺酚醛交联体系，提高第一段塞爬坡压力（见图11），控制第二段塞爬坡压力。后期视堵水后油井产液状况，决定是否采取堵水-酸化联作工艺（即先堵水，后酸化）。

图11 吴起油田新193-新314长73成藏控制因素图

3.3 潜力层动用

图12 关井压锥示意图

P41-48于2014年投产Y8层，2016年4月含水上升至100%；通过潜力层调查，Y9层发育7.9 m油水层，物性与邻井P45-461相当，构造-339.5 m，较P45-461高；2017年2月补孔Y9，目前日产2.65 m3/1.30 t/42.5%，目前Y9层油水界面由346 m上升到342 m。